Necrológicas
  • Abigail Oyarzo Osses
  • Juan Millapani Muñoz

Enapinos instan al gobierno a desarrollar explotación de shale gas en Magallanes

Un potencial de 49 billones de pies cúbicos de gas no convencional posee Magallanes en su cuenca, según el último estudio de la agencia de energía del gobierno estadounidense, Energy Information Administration (Eia), referido a los reservorios locales de los llamados tight gas y shale gas.
[…]

Por La Prensa Austral Lunes 28 de Julio del 2014

Compartir esta noticia
34
Visitas


Un potencial de 49 billones de pies cúbicos de gas no convencional posee Magallanes en su cuenca, según el último estudio de la agencia de energía del gobierno estadounidense, Energy Information Administration (Eia), referido a los reservorios locales de los llamados tight gas y shale gas.
El primero lleva un tiempo limitado en explotación y producción por parte de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) Magallanes, aportando hoy día, al menos, el 25% del total de suministro a la región, según el gerente de E&P de la empresa, Francisco Díaz Anaíz.
Es por ello que, con estas cifras en mano y dando cuenta del contrato suscrito con Estados Unidos para la importación de GNL, que incorporaría el llamado Shale gas, la Fenatrapech (Federación Nacional de Trabajadores del Petróleo), a través de su presidente y director de Enap, Jorge Fierro, solicitó buscar formas para comenzar a producir este gas en la región.
A juicio de Fierro esta cierta posibilidad estaría dada por el costo que el Estado estaría pagando por esta importación, en torno a los US$12 el millón de BTU. “Entendiendo que la agenda energética busca generar gas rápido para el país, que es importante, no es menos importante desarrollar el gas que tenemos en Chile”, expuso.
“Por eso, si hoy día existe la posibilidad de pagar entre US$12 a US$14 el millón de BTU de gas importado, hay que desarrollar rápidamente los gases no convencionales en Magallanes. Si se está en condiciones de pagar esta cantidad, eso significa que podemos desarrollar la industria del tight y shale gas, de lleno, en la región”, agregó.
El gremialista informó que actualmente el Estado le paga a Enap US$5,8 dólares el millón de BTU de gas y cerca de US$9 a los privados, incluida la empresa GeoPark. “De US$9 para llegar a US$12 resta muy poco. Se entiende que hay que desarrollar la industria a través de barcos regasificadores o de un terminal de regasificación, que son palabras mayores, pero si tenemos esa cantidad de gas y a un precio razonable, con ese nivel de inversión, se puede desarrollar la industria localmente”, sostuvo.
Para el presidente del Sindicato de Trabajadores de Enap Magallanes, Alejandro Avendaño Gallardo, en tanto, el desarrollo del shale gas requiere un poco más de tiempo, no así el de tight gas, el que, a su juicio, se debe seguir potenciando a través de una mayor inyección de recursos.
“Si queremos asegurar el gas para Magallanes, tenemos que seguir asegurando el trabajo con el tight gas y, para ello, se necesitan no menos de 200 pozos productores, lo que tenemos hoy es una cantidad muy menor. Hablar de 30 pozos anuales, todavía es muy poco. Si bien no podemos pensar aún en un gran desarrollo del shale gas, pero sí comenzar los estudios, me parece prudente”, declaró.
Respecto al potencial de gas de “esquisto” (no convencional) en la zona -de 49 billones de pies cúbicos- el dirigente habla de una importante cantidad, considerando que en 68 años de labor, Enap Magallanes sólo ha explotado 8 billones, señalando que para cubrir a la región por 20 años más se requieren 0,3 billones. “Eso da la dimensión del gran potencial de gas no convencional existente en Magallanes”, aportó.
Al respecto, el seremi de Energía, Alejandro Fernández, se mostró más prudente al señalar que aún no se puede demostrar la conveniencia actual de producir shale gas localmente versus la importación del recurso.
“Eso es parte de lo que se tiene que evaluar. Habría que ver a qué precio se puede traer el gas y a qué precio se podría producir acá. El shale gas debiera tener un costo y riesgo más altos y para responder a eso es que comenzará el trabajo anunciado con la Universidad de Magallanes”, informó Fernández, el cual debiera comenzar esta semana.
Respecto a la producción de gas convencional en la antigua formación Springhill, Fierro asegura que ésta también reviste una oportunidad de extender las reservas por otras seis décadas a través de la llamada recuperación secundaria.
“Lo que se ha sacado de gas convencional en Magallanes no es más del 20%, porque, teóricamente, uno recupera hasta un 30% de lo que está en el reservorio y el resto queda abajo. Entonces, con nuevas políticas de extracción secundaria o asistida -a través de polímeros para soltar el hidrocarburo de la arena- se podría recuperar un 20% más y tener otros 60 años más”, explicó.
Actualmente, los esfuerzos en gas no convencional están enfocados en Tierra del Fuego, a lo que en el futuro se debiera sumar la prospección en Lago Mercedes.